冷热原油交替输送管道停输策略及再启动安全性分析

管道停输安全性与沿线油温、土壤温度场等紧密相关,为了保证安全性的同时兼顾经济性,在运行温度不低于油品最低安全温度条件下,采用冷油停输无疑能保证更好的经济性,因此确定短时停输与长时停输的管道内油品温降,对制定再启动方案以及停输检修计划具有重要指导意义。为此,以东临复线历史运行数据为基础,通过仿真软件建立了冷热原油交替输送管线模型,并将模拟结果与实际工况进行对比,验证了模型的仿真效果。之后以东临复线冷热油交替输送的安全停输为研究目标,分别对比了冷热油长短时停输的安全性以及再启动采用冷油和热油的安全性和流量恢复情况。结果表明,采用冷油与热油停输的安全性受环境温度影响较大,春秋夏季两者均满足进站油温要求,冬季则最好采用冷油进行停输。再启动采用冷油会引起混油段温度较低,流量恢复过程较慢,并需要大量进口原油进行再启动,对沿线土壤温度场影响较大。

冷热油交替输送对管道结蜡层溶解规律的影响研究

为更好地管理冷热油交替输送管道,保障输送安全,利用Couette结蜡装置,通过改变溶解时间、温度、转速、蜡沉积性质等因素,探究了进口轻质冷油对国产含蜡热油在一定油温、壁温、转速、结蜡时间等实验条件下所形成蜡沉积层的溶解规律。研究结果表明,低碳数蜡比高碳数蜡更容易被溶解,而冷油温度是影响溶解效果的关键因素,冷油温度提高15℃可使溶蜡量增加17倍;流速提高更有利于高碳数蜡的扩散;溶蜡效果与蜡沉积层性质有关,并且溶蜡效果并不会随溶解时间的增长而持续改善,在溶蜡时长为1 h处存在明显转折点。

冷热原油交替输送的传热过程研究

针对冷热原油顺序输送过程中的热力问题展开讨论,建立其二维传热数学模型,在模型中将土壤的半无限大区域转化成有限矩形区域,利用有限差分法进行离散化求解。利用此方法对新大线输送高凝点和低凝点原油的实际运行监测数据结果进行计算,其计算值与实测值误差较小,建立的该数据模型能够满足工程需要。

冷热油交替输送加热方案的经济比选

针对冷热油交替输送工艺中加热方案的确定问题,建立了冷热油交替输送管道的热力、水力计算模型,采用有限容积法和热力特征线法对非稳态热力、水力耦合问题进行了数值求解,参考国内某原油管道现场实测数据对程序进行了检验。通过模拟不同加热方案的原油进站温度随时间的变化,分析了加热方案的可行性;按对低凝原油加热时是全部加热还是油尾部分加热提出了2种加热控制方式,研究了采取不同加热控制方式时最低加热能耗的变化规律。结果表明:在取得最佳加热方式时,对低凝油油尾部分加热所消耗的燃料油比对低凝油整体加热的要少。

生物燃料替代石油——产业现状与可持续发展

文章分析了用生物燃料替代石油以实现控制全球气候变化、减少石油消耗和环境污染、创造就业机会,实现社会经济的可持续发展的重要性;介绍了国内外生物燃料产业发展历程和趋势,以及在汽车燃料和航空燃料领域的应用现状,提出了我国当前发展生物燃料的战略和对策。

不满流剪切对含蜡原油加剂处理效果的影响

彩石管道(彩南—石西)在满流工况下一直采取加降凝剂处理的方式,输送效果非常明显,后因低输量影响,产生了显著的不满管流动,造成彩南来油的凝点显著升高,加剂效果被破坏。提出了两种解决方案,认为其中之一的以间歇满管输送的方案可以解决凝点升高的问题。

花土沟油田集输管道冷热油交替输送工艺研究

冷热油交替输送工艺是在低温情况下保证管道正常输送的重要手段,该工艺主要应用热力学方法,合理安排管道冷热油变换输送的频率。通过大量的基础数据计算,并依据冷热油交替输送的数学模型,对花土沟油田管道热油和冷油的交替输送过程进行计算。结果表明,冷热油交替输送两至三次后,管道内的原油温度变化会呈现出周期性;预热管道前端的冷油或者适当增加热油的输送量,可以更好地保证冷热油交替输送的安全。经过经济性对比分析,得到花土沟油田管道在低温下成本较低的输送方案为:在第一站进行加热,保证花土沟油田的管道原油出站温度为40℃,进口原油的出站温度为30℃,原油输量为1 100 m3/h,并提前48 h将前行冷油加热到45℃,全年输送11个批次。

成品油顺序输送交替过程中流量的调节

在管道顺序输送成品油过程中,随着混油段的移动,管内流量必然会发生变化。为了保证管道正常地运行,必须对流量进行调节。沿线压力的变化主要是由管道特性的变化和不同密度油品在管道中交替产生的,某时刻管道的流量将由各站间供能(启泵方案)、耗能(沿程阻力)以及高程决定。推导了用节流法、部分成品油排入旁通管及改变泵轴的回转频率3种方法调节流量时的计算公式。指出在2种油品的交替阶段,由摩阻引起的压力损失是流量和时间的函数;对低粘油品的顺序输送,计算管道压力损失时,可以只考虑油品粘度和密度的影响。

西部原油管道冷热交替输送技术研究

在对管道冷热油交替输送技术一般性规律研究的基础上,提出了鄯兰管道冷热油交替顺序输送方案并付诸实施,2008年底在长达749 km的鄯善—玉门管段上成功进行了4种原油共40批次的冷热交替顺序输送现场工业性试验,同时在2009年底在鄯善—兰州管段近1 700 km的长距离管道上实现3种物性波动较大原油的冷热交替顺序输送。文章介绍了冷热交替顺序输送的物理数学模型,应用编制的计算软件进行计算,并将各站的最低油温计算值与实验值进行对比,验证了水力热力计算软件的准确、可靠性。冷热交替输送运行的实践和经验可为其他原油长输管道提供借鉴。

冷热原油交替输送安全节能研究

当冷热原油交替输送时,如果混油温度低于其凝点则容易出现凝管现象,但是如果输送温度过高,虽然能保证输送安全,却极易造成能耗损失,因此有必要从节能及安全角度进行研究。通过CFD软件对混油段的温度场进行模拟,结合混油段凝点实验和长吉输油管线数据,与实验结果进行对比并找出了危险点,从而降低了冷油加热温度并达到了节能的目的。同时,给出了两种安全节能输送方案:俄油全程加热到10.0℃;只对油尾加热到30.0℃,加热长度为1 380.8 m。进行经济对比分析的结果可知,第一种输送方案所需费用较传统输送方法可降低91.54%,第二种输送方案所需费用较传统输送方法降低98.16%,第二种输送方案的节能效果优于第一种输送方案。研究结果对工业生产具有一定的指导意义。

冷热交替输送管道疲劳寿命预测

为明确某输油管道在冷热交替输送下的疲劳断裂可能性及预期寿命年限,对取样管段进行了无损检测、缺陷金相解剖分析、力学性能和疲劳试验研究,建立了冷热交替输送管道疲劳寿命预测模型,在此基础上,对检测到的缺陷在交变载荷作用下能否发生扩展进行评估,同时预测了管道的剩余寿命。结果表明,取样管段检测到的最大缺陷在交变载荷作用下会发生扩展,管道剩余循环周次为3 691次,按波动频率70次/a计算,管道剩余寿命为52 a,取疲劳安全系数为6,则建议管道的检测周期不超过8 a。

冷热原油交替输送技术的分析与研究

本文主要介绍了冷热油交替输送中管道土壤传热、管内非稳态传热流动研究的常用几种方法,以及耦合计算的数学模型、求解步骤和原理,对国内冷热油输送技术和今后发展进行了展望。

冷热交替输送管道适用性评价

通过对某管道钢管进行壁厚检测、无损检测、钢管材料适用性评价、含缺陷管道剩余强度评价和疲劳寿命预测等工作,评价了该管道冷热交替输送钢管材料的适用性和安全性,为管道检测、维修、更换周期的确定提供技术依据。评价结果表明:该管道在材质上满足相关标准要求;检测发现的裂纹型缺陷,在运行压力6.27 MPa,输送温度在20℃~60℃范围内变化时均可接受;疲劳裂纹扩展评估和寿命预测结果表明,取样管段检测到的最大缺陷在交变载荷作用下会发生扩展,管道剩余循环周次为3691次,按波动频率70次/年计算,管道剩余寿命为52年,取疲劳安全系数为6,则建议管道的检测周期不超过8年。

基于SPS的冷热油交替输送管道安全边界与运行方案制定

在对东临复线历史运行数据进行分析的基础上,基于SPS仿真软件建立了冷热油交替输送的管线模型,并应用该模型模拟了管道在不同季节的输送方案,同时通过将模拟结果与现场工况进行对比,验证了模型具有的准确性。然后,对管道进行了运行方案的优化,同时结合管道的实际情况确定了管道的安全边界条件,保证了管道正常运行的安全性及经济性。

冷热油交替输送热力快速计算研究

本文将基于贴体坐标的非稳态导热POD低阶模型应用于冷热油交替输送热力快速计算中,并且详细介绍了POD低阶模型的实施方案。在低阶模型的求解过程中针对管道热力影响区域内各部分导热系数相差达到300倍左右,文中采用更符合基函数空间导数物理意义的离散格式代替传统的中心差分格式来对其进行离散。在本文的算例中POD低阶模型平均计算误差不超过0.35℃,计算速度为传统的有限容积法的260倍左右。

乌鄯线冬季冷热油交替输送运行方案

为保障西部原油管道乌鄯线安全平稳运行,实现节能降耗输送,分析了乌鄯线和阿独乌线外输哈国油物性、沿线油温、地温数据,进而探讨了乌鄯线冬季运行冷热油交替输送的可行性。研究结果表明:长输原油管道冬季低输量运行,其进站油温差距不大并与地温的变化趋势一致,沿线地温为冬季冷热油交替输送的重要参数;采用冷热油交替输送工艺,哈国油常温输送对北疆油物性影响不大;乌鄯线冬季运行采用冷热油交替输送,节约燃料天然气约51.6%,节能降耗效果明显,说明乌鄯线冬季运行采用冷热油交替输送具有可行性。(图2,表4,参9)